​Der Kapazitätsmarkt Polens war die Haupt-Einnahmequelle für das landesweite Batterieprojekt-Portfolio und bot langfristige, staatlich garantierte Verfügbarkeitszahlungen. Von 2022 bis 2024 vergaben polnische Kapazitätsauktionen einige der großzügigsten BESS-Verträge Europas. Bis 2025 fielen die effektiven Kapazitätszahlungen um 85 %. In diesem Zeitraum sind insgesamt 11–12 GW an Batterien bis 2030 zur Lieferung geplant.

Doch der Kapazitätsmarkt allein kann Batterien nicht mehr tragen, seit der De-Rating-Faktor gesenkt wurde. Das Interesse an der Auktion bleibt jedoch hoch, was zeigt, dass sich der Investmentfall für BESS auch auf merchant-Basis lohnt.

Day-Ahead-Arbitrage, neu integrierte aFRR mit PICASSO und ein wachsender Intraday-Markt bilden nun das Kernstück der merchant-Erlösstruktur.

Wichtigste Erkenntnisse

• Der BESS-De-Rating-Faktor fiel innerhalb von drei Jahren von 95 % auf 13,4 %, wodurch feste Einnahmen wegbrachen – dennoch wurden in der Dezember-2025-Auktion 5,1 GW physische BESS-Kapazität vergeben.
• Die Day-Ahead-Spreads in Polen lagen 2025 im Schnitt bei 153 €/MWh, 17 % breiter als in Deutschland – ein lukrativer Markt für BESS.
• Polens Markt für Systemdienstleistungen zeigt weiterhin ungesättigte Erlöse, aber der europaweite Wettbewerb um aFRR via PICASSO beginnt, die Preise in den Sommermonaten zu drücken.

De-Rating senkte effektive BESS-Kapazitätszahlungen in drei Jahren um 85 %

Der polnische Kapazitätsmarkt war einer der lukrativsten Europas. Doch europaweit hängt der BESS-Erfolg im Kapazitätsmarkt vom De-Rating ab, das bestimmt, wie viel der installierten Batteriekapazität in der Auktion zählt. Bei 95 % wird eine 100-MW-Batterie für 95 MW vergütet. Bei 13,4 % nur für 13,4 MW.

In Polen setzte Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE, polnischer Übertragungsnetzbetreiber) diesen Faktor für alle Laufzeiten einheitlich an – anders als in anderen europäischen Märkten, wo das De-Rating mit der Batterielaufzeit skaliert.

Innerhalb von nur drei Jahren sank das De-Rating von 95 % auf 60 % und dann auf 13,4 % in der letzten Auktion nach aktuellem Rahmen. Die jüngste Projektwelle erhält daher Kapazitätszahlungen, die auf nur einem Siebtel der physischen Kapazität basieren.

Die Dezember-2025-Auktion vergab 5,1 GW physische BESS-Kapazität, aber nach De-Rating entspricht das nur etwa 685 MW vergüteter Kapazität. Dennoch war dies das bislang größte Jahr für BESS-Projekte in Polen – ein Zeichen, dass der Markt davon ausgeht, dass merchant-Erlöse ausreichen, um die Anlagen zu tragen.

De-Rating bevorzugt kurze Laufzeiten, doch 4-Stunden-Batterien dominieren.

Die De-Rating-Senkung wurde administrativ und ohne transparente, laufzeitabhängige Methodik festgelegt. Das flache De-Rating würde eigentlich Batterien mit kurzer Laufzeit begünstigen. Die Daten zeigen jedoch, dass 4-Stunden-Batterien auch in der Auktion 2025 dominierten.

Das zeigt, dass der Wert des CM-Vertrags für BESS-Entwickler nicht mehr als marginale Einnahmequelle gesehen wird. Stattdessen zielen Entwickler direkt auf tiefe Großhandels-Spreads, wobei die Marktfundamente auf längere Batterielaufzeiten hindeuten.

Da der Mechanismus nun kaum noch zusätzliche Erlöse verspricht, liegt der Fokus für polnische BESS nicht mehr auf dem Abschluss großzügiger Kapazitätsverträge. Entscheidend ist, ob die merchant-Erlösstruktur stark genug ist, um Investitionen zu rechtfertigen.

Systemdienstleistungen, Day-Ahead-Arbitrage und Intraday bilden jetzt die Kernerlösstruktur

Abseits des Kapazitätsmarkts ist in Polen der wichtigste Erlöstreiber im aktuellen Marktumfeld zunächst das Geschäft mit Systemdienstleistungen. In anderen europäischen Ländern startete BESS mit hohen Einnahmen aus FCR und aFRR, bevor nach Sättigung dieser Dienste der Wechsel in den Großhandelsmarkt erfolgte.

Der Markt für Systemdienstleistungen in Polen hat zwei zentrale Transformationen durchlaufen. Die Reform des Regelenergiemarkts im Juni 2024 trennte die Rollen von BRP (Balance Responsible Party) und BSP (Balancing Service Provider), sodass Batterien nun direkt als Regelenergieanbieter teilnehmen können.

Die Frequency Containment Reserve (FCR) ist eine Regelenergie, die sich innerhalb von Sekunden automatisch aktiviert, um die Netzfrequenz bei 50 Hz zu stabilisieren, sobald Angebot und Nachfrage aus dem Gleichgewicht geraten. Polen beschafft nur 171 bis 197 MW FCR-Kapazität, aufgeteilt auf positive und negative Regelung. Die Preise liegen im Schnitt bei 15 bis 25 €/MW/h. Das Volumen wird von PSE festgelegt und steigt im Januar 2026 von 171 MW auf 197 MW.

Für BESS-Betreiber bietet FCR stabile Einnahmen und eine attraktive Gelegenheit für frühe Anlagen, diesen Markt zu dominieren. Doch mit weniger als 200 MW Markttiefe kann dieser Markt schnell gesättigt sein, sobald einige BESS online gehen.

aFRR bietet größere Tiefe, sieht aber europaweite Sättigung mit PICASSO

Die zweite relevante Systemdienstleistung für Batterien ist die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR), die innerhalb von 5 Minuten nach einer Frequenzabweichung reagiert und die FCR ablöst. Für aFRR werden 400–500 MW aufwärts und 400–440 MW abwärts beschafft – mehr als bei FCR.

Am 11. Juli 2025 trat Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) PICASSO bei (der europäischen Plattform für grenzüberschreitende aFRR-Aktivierungen) und integrierte Polen in den gemeinsamen Pool für automatische Frequenzwiederherstellung. Seitdem zeigt sich bei den aFRR-Kapazitätspreisen eine beständige Lücke zwischen Aufwärts- und Abwärtsregelung. Die Aufwärtskapazität liegt im Schnitt bei 35 €/MW/h, etwa doppelt so hoch wie der Abwärtspreis von 15 bis 25 €/MW/h.

Für BESS-Betreiber ist allein die Kapazitätszahlung eine verlässliche Einnahmequelle in einer noch nicht gesättigten Welt. Eine Batterie, die sich vollständig für beide Richtungen der aFRR verpflichtet, hätte allein für die Verfügbarkeit fast 500.000 €/MW/Jahr erzielen können – ohne Aktivierungszahlungen.

Frühe Marktteilnehmer erzielen höhere Anfangserlöse, doch sobald Gigawatt an Batterien ans Netz gehen, werden die Preise wie in GB, Deutschland, Australien und ERCOT auf langfristige Durchschnittswerte sinken.

Day-Ahead-Arbitrage: Solar prägt bereits die polnischen Day-Ahead-Preise

Da Erlöse aus Systemdienstleistungen oft rasch sinken, sobald eine Welle BESS den Markt betritt, muss sich das langfristige Geschäftsmodell für Batterien auf Energiearbitrage – vor allem im Day-Ahead-Markt – stützen. Polen verfügt bereits über mehr als 24 GW Solarkapazität. An Tagen mit hoher Einspeisung reicht das aus, um tiefe "Duck Curves" bei den Day-Ahead-Preisen zu erzeugen.

An sonnigen Tagen fallen die Mittagskurse unter –90 €/MWh, da Solarstrom den Markt überschwemmt. Polens unflexible Kohleflotte, die weiterhin den Großteil der Grundlast liefert, kann nicht schnell genug heruntergefahren werden, um das Überangebot aufzunehmen. Das Ab- und Wiederanfahren eines Kohleblocks ist teurer als ein paar Stunden negative Preise zu akzeptieren, daher laufen die Anlagen weiter, jedoch mit geringerer Auslastung.

Wenn am Abend die Solarproduktion zurückgeht und die Nachfrage steigt, können die Kohlekraftwerke nicht schnell genug hochfahren, wodurch die Preise über 150 €/MWh steigen. Die resultierenden täglichen Spreads lagen 2025 im Schnitt bei 153 €/MWh, 17 % breiter als in Deutschland.

Intraday-Markt: von dünn zu unverzichtbar

Das polnische Intraday-Volumen erreichte 2025 6,7 TWh, ein Plus von 170 % zum Vorjahr. Das ist immer noch wenig im Vergleich zu Deutschlands 106 TWh, aber das Wachstum ist wichtiger als die absolute Größe.

15-Minuten-Produkte gingen im Juni 2024 an den Start, und ein neues Liquiditätsanbieter-Programm der Towarowa Giełda Energii (TGE, polnische Strombörse) begann Anfang 2026.

Für BESS setzt der Day-Ahead-Markt den Grundstein, während Intraday das Nachsteuern bei sich ändernden Prognosen und Bilanzsignalen ermöglicht. Ein tiefer Intraday-Markt erlaubt es Batterien, ihre Positionen mehrfach umzuschichten und so von ihrer Flexibilität zu profitieren und die Erlöse zu steigern.

Kohleausstieg und wachsender Anteil erneuerbarer Energien weiten Spreads aus

Polens Kohleflotte schrumpft unter dem wachsenden Druck des EU-Emissionshandels und alternder Infrastruktur.

Mit sinkendem Kohleanteil an der monatlichen Erzeugung und wachsendem Anteil volatiler Erneuerbarer steigen die durchschnittlichen Day-Ahead-Spreads. Jeder Prozentpunkt weniger Kohle erhöht den Spread um rund 6 €/MWh pro Tag.

Polen plant bis 2035 den Zubau von 30 GW neuer Wind- und Solarkapazität und verfolgt den vollständigen Kohleausstieg. Jedes zusätzliche Gigawatt Erneuerbare verschärft die Netload-Rampen, erhöht Prognosefehler und führt zu mehr Abregelung. Für BESS bedeutet das: breitere Arbitragespreads und einen tieferen Intraday-Markt, da Erneuerbare ihre Prognoseabweichungen ausgleichen müssen.

Was das für BESS-Investoren und Entwickler bedeutet

Der Markt ist jung:

• Wenige in Betrieb befindliche Batterien bedeuten, dass FCR- und aFRR-Erlöse hoch bleiben, bis mehr Anlagen ans Netz gehen.
• Intraday-Liquidität mit 6,7 TWh ist 16-mal kleiner als in Deutschland
• Kein operativer Track Record für großskalige BESS in Polen als Benchmark

Das führt zu einem Markt mit starken Fundamentaldaten, aber einer Infrastruktur, die noch aufholt.